autorizaţie nr. 75/28.01.2013

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU PROTECŢIA MEDIULUI

Splaiul Independenţei, nr. 294, Sector 6, Bucureşti, Cod 060031

E-mail: [email protected]; Tel. 021.207.11.01; Fax 021.207.11.03

Ministerul Mediului şi Schimbărilor Climatice

Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului

STT

AUTORIZAŢIE NR. 75/28.01.2013

PRIVIND EMISIILE DE GAZE CU EFECT DE SERĂ PENTRU PERIOADA

2013-2020

A.1. DATE DE IDENTIFICARE

A.1. 1. DATE DE IDENTIFICARE ALE OPERATORULUI (TITULARULUI)

Numele operatorului

(titularului)

S.C. ROMPETROL RAFINARE S.A.

Forma de organizare a societăţii Societate pe acțiuni

Nr. de înregistrare în Registrul

Comerţului

J13/534/1991

Cod Unic Înregistrare RO 1860712

Cont bancar

Banca UniCredit Tiriac Bank SA Constanta

Adresa

sediului

social

Stradă, număr B-dul Navodari, nr. 215, Pavilion

Administrativ

Localitate Navodari

Judeţ Constanta

Cod poştal 905700

mailto:[email protected]




A.1.2 DATE DE IDENTIFICARE ALE INSTALAŢIEI/INSTALAŢIILOR ŞI ALE

AMPLASAMENTULUI

Numele instalaţiei/instalaţiilor S.C. ROMPETROL RAFINARE S.A.

- punct de lucru Petromidia

Activitatea principală a

instalaţiei

Fabricarea produselor obtinute prin

prelucrarea titeiului

Categoria de activitate/activităţi

din anexa nr. 1

Rafinarea uleiurilor minerale

Codul sub care operatorul a

raportat date şi informaţii

statistice:

1.Codul CAEN raportat pentru

anul 2007, utilizând clasificarea

CAEN rev. 1.1

2.Codul CAEN raportat pentru

anul 2010, utilizând clasificarea

CAEN rev. 2

2320

1920

Codul de identificare al

instalaţiei din Registrul Unic

Consolidat al Uniunii Europene

RO-178

Punctul de lucru (amplasament) Punct de lucru Petromidia

Adresa

amplasamentului

Strada,

număr

b-dul Navodari, nr. 1-283

Localitate Navodari

Judeţ Constanta

Cod poştal 905700





A.1.3. DATE PRIVIND SITUAŢIA AUTORIZĂRII DIN PUNCT DE VEDERE AL PROTECŢIEI

MEDIULUI ŞI ALOCĂRII CERTIFICATELOR DE EMISII DE GAZE CU EFECT DE SERĂ

Situaţia

autorizării

din punct de

vedere al

protecţiei

mediului

Tip

autorizaţie

Nr.

autorizaţie

Data

emiterii Emitent

Revizuire

(nr. și data)

Autorizație

Integrată de

Mediu

26 11.10.2007 ARPM

Galati

09.08.2012

Autorizație

de Mediu

Situaţia

alocării

certificatelor

de emisii de

gaze cu efect

de seră în

perioada

2013-2020

Alocare iniţială* Din Rezerva pentru instalaţiile nou

intrate în perioada 2013-2020

DA -

*Alocare stabilită prin Măsurile Naţionale de Implementare elaborate conform art. 11

din Directiva 2009/29/CE, notificate de România la Comisia Europeană.

A.1.4. INFORMAŢII PRIVIND EMITEREA AUTORIZAŢIEI PRIVIND EMISIILE DE GAZE CU

EFECT DE SERĂ

Autorizaţie Data emiterii

Motivul revizuirii Ziua Luna Anul

Iniţială 2013 -

Revizuire I - - - -

Revizuire II - - - -

Revizuire ...n - - - -

A.2. DURATA DE VALABILITATE A AUTORIZAŢIEI PRIVIND EMISIILE DE GAZE CU EFECT

DE SERĂ





Autorizaţia privind emisiile de gaze cu efect de seră pentru perioada 2013-2020 este

valabilă atât timp cât activitatea desfăşurată de operator în instalaţie se realizează la

nivelul instalaţiei în conformitate cu autorizaţia emisă conform prezentei proceduri.

Autoritatea competentă revizuieşte autorizaţia privind emisiile de gaze cu efect de seră,

în termen de până la 5 ani de la începutul perioadei 2013-2020. În vederea realizării

unor modificări planificate la nivelul instalaţiei, operatorul solicită autorităţii

competente pentru protecţia mediului revizuirea autorizaţiei, conform prevederilor

prezentei proceduri.

A.3. DATE TEHNICE DESPRE AMPLASAMENTUL ŞI INSTALAŢIA/INSTALAŢIILE

AUTORIZATE

A.3.1. SCURTĂ DESCRIERE A AMPLASAMENTULUI ŞI A INSTALAŢIEI/

INSTALAŢIILOR (FIŞA DE PREZENTARE)

Domeniul de activitate al S.C. ROMPETROL RAFINARE S.A. – Punct de lucru

PETROMIDIA il constituie prelucrarea titeiului si a derivatelor sale (obtinerea de

benzine, petrol, motorine, gaze, pacura, cocs, sulf, etc) si se incadreaza conform Anexei

1 la OUG 152/2005 privind prevenirea si controlul integrat al poluarii in categoria:

instalatii pentru rafinarea titeiului si prelucrarea gazelor – activitatea 1.2, cod CAEN

1920, cod NOSE – P 10508.

Perimetrul societăţii are următoarele vecinătăţi:

Nord – Lacul Corbu;

Est – Marea Neagră;

Sud – Tabăra de copii Navodari;

Vest – Lacul Taşaul

ROMPETROL RAFINARE SA detine pe amplasamentul sau o serie de instalatii

tehnologice functionale, independente dar care functioneaza interconectat in functie de

procesele de productie, o serie de instalatii nefunctionale precum si instalatii asociate cu

fabricarea produselor (instalatii, spatii de depozitare, constructii, utilitati).

Fluxul tehnologic al rafinariei consta in:

1. Fractionarea titeiului brut in benzina, petrol, motorina, distilat de vid si reziduu

de vid.

2. Prelucrarea fiecarei fractii in procese de hidrotratare pentru indepartarea

impuritatilor.

3. Prelucrarea semifabricatelor in procese catalitice pentru obtinerea de produse

valoroase.





4. Amestecarea diferitilor componenti si prepararea produselor finite, in principal

carburanti, benzina si motorina diesel.

Instalatii tehnologice:

1. DAV (Distilare Atmosferica si in Vid) - capacitate 4,900,000 tone/ an (1979)

Are in componenta 2 parti distincte: distilarea atmosferica a titeiului (DA) si

distilarea in vid (DV) a rezidiului de distilare atmosferica (pacura).

Distilarea atmosferica consta in separarea titeiului in fractii petroliere definite prin

intervalul lor de distilare. Operatia consta in desalinarea titeiului, incalzirea in

cuptoarele 100 H1, H2 si fractionarea lui in coloana de distilare atmosferica, produsele

rezultate fiind: gaze C2-C5, benzina usoara, benzina grea, petrol, motorina usoara,

motorina grea, pacura.

Distilarea in vid are ca scop obtinerea distilatului de vid care, dupa

hidrodesulfurare, constitue materia prima a instalatiei de Cracare Catalitica. Procesul

consta in incalzirea pacurii si fractionarea ei in conditii de presiune scazuta (vid).

Aportul de caldura necesar procesului este furnizat prin arderea gazelor combustibile de

rafinarie in cuptorul 100 H3. Arderea gazelor combustibile in cele 3 cuptoare

genereaza emisii de CO2.

2. HB (Hidrofinare Benzina) - capacitate 850,000 tone/an (1983)

3. RC (Reformare Catalitica) - capacitate 500,000 tone/an (1983)

Cele doua instalatii sunt complet integrate, intrucat rolul principal al instalatiei de

Hidrofinare Benzina este acela de a pregati materia prima pentru instalatia Reformare

Catalitica, prin eliminarea sulfului care constituie principala otrava pentru catalizatorul

de reformare.

Instalatia de Hidrofinare Benzina, prelucreaza un amestec de benzina de distilare

atmosferica, benzina de cocsare si fractie condensata de la compresorul de Cocsare.

Hidrofinarea benzinei este un proces care are loc la temperatura de 3000C si presiune de

40 bari. Aducerea materiei prime la conditiile de temperatura cerute de procesul de

hidrofinare se realizeaza prin arderea gazelor combustibile produse in Rafinarie, in

cuptorul 120 H1. Produsul hidrofinat este stabilizat prin indepartarea fractiei C2-C5.

Stabilizarea are loc prin incalzirea benzinei hidrofinate in cuptorul refierbator 120 H2 si

splitarea intr-o coloana de fractionare.

In vedera reducerii continutului de benzen in combustibilul auto, benzina

hidrofinata si stabilizata este dirijata catre coloana 130 C2, in vederea indepartarii

precursorilor de benzen. Aportul de caldura in baza acestei coloane este adus de

cuptorul refierbator 130 H5 prin arderea gazelor combustibile.





Instalatia de Reformare Catalitica utilizeaza ca materie prima benzina

hidrofinata si are ca scop imbunatatiriea cifrei octanice de la 55-56, la 98.

Procesul de reformare este un proces endoterm, are la baza un catalizator de

platina-reniu si se realizeaza in trei reactoare succesive. Fiind un proces endoterm,

cantitatea de caldura necesara in cele trei reactoare, este furnizata de cuptoarele 130 H1,

H2, H3. Benzina reformata este stabilizata prin indepartarea fractiei C2-C5.

Stabilizarea are loc prin incalzire in cuptorul refierbator 130 H6 prin arderea gazelor

combustibile si ulterior, fractionare in coloana 130 C1. Prin arderea gazelor

combustibile sunt generate gaze cu efect de sera, CO2.

4. HPM (Hidrofinare Petrol-Motorina) - capacitate 920,000 tone/an (1984)

Instalatia are ca scop hidrofinarea unui amestec de petrol si motorine, rezultand

combustibil Diesel, cu caracteristici superioare. Ca produse secundare se obtin: o fractie

usoara care este trimisa la instalatia Hidrofinare Petrol Reactor si gaze cu hidrogen

sulfurat care sunt trimise la instalatia de Desulfurare Gaze si Recuperare Sulf. Procesul

de hidrofinare este un proces catalitic ce are loc la temperaturi intre 350 – 4000C si

presiuni intre 40 – 60 bari. Temperatura de reactie este realizata prin preincalzirea

materiei prime in amestec cu hidrogenul, intr-un tren de schimbatoare de caldura si se

finalizeaza in cuptorul 122 H1, prin arderea gazelor combustibile. In urma arderii

rezulta CO2, gaz cu efect de sera.

5. HPR (Hidrofinare Petrol Reactor) - capacitate 500,000 tone/an (1984)

In instalatie se hidrofineaza petrolul de distilare atmosferica obtinandu-se

combustibil tip Jet A1. Instalatia poate prelucra si un amestec de petrol de distilare

atmosferica si motorine, cu obtinere de combustibil Diesel. Ca produs secundar, rezulta

o fractie usoara, care este trimisa la Cocsare, gazele cu hidrogen sulfurat fiind trimise

la instalatia de desulfurare si recuperare sulf. In oricare din aceste regimuri de

functionare, procesul este catalitic si are loc la temperaturi de 340 - 4000C, si presiuni

de 38 – 40 bari. Temperatura de reactie este realizata prin preincalzirea materiei prime

in amestec cu hidrogenul, intr-un tren de schimbatoare de caldura si se desavarseste in

cuptorul 121 H1, prin arderea gazelor combustibile, rezultind emisie de CO2.





6. FG (Fractionare Gaze) - capacitate 200,000 tone/an (1984)

Prelucrarea fractiilor C2-C5 de la HB si RC cu obtinere de C3, iC4, nC4, iC5,

nC5.

Gazele produse in Rafinarie si desulfurate in instalatia DGRS, sunt dirijate in

vasul de amestec 135V7 din instalatia FG. Aici, acestea se amesteca cu gaz natural si

parasesc vasul spre consumatori: instalatiile tehnologice ale Rafinariei, UTM, V1.

7. MTBE (Metiltertbutileter) - capacitate 36,000 tone/an (1995)

Eterificarea izo-butenei de CC cu CH3OH in vederea obtinerii unui produs cu

cifra octanica ridicata - MTBE, component pentru aditivarea benzinei auto.

8. HDV (Hidrofinare Distilat de Vid) - capacitate 1,400,000 tone/an (1986)

Motorina grea de distilare atmosferica, distilatele de vid si motorina grea de

cocsare sunt supuse unui proces termo-catalitic de hidrodesulfurare, prin care se

indeparteaza sulful, azotul si metalele. Produsul obtinut alimenteaza instalatia de

Cracare. Catalitica. Procesul de hidrodesulfurare este un proces catalitic. Caldura

necesara reactiei se obtine prin arderea gazelor combustibile in cuptoarele 125 H1, H2,

rezultind CO2.

9. Recuperare gaze facla (RGF) - Stocare gaze gazometru 20.000 mc/an

(1979)

Instalatia are ca scop colectarea gazelor esapate in sistemul de facla si redarea

lor circuitului de gaze combustibile a rafinariei.

Instalatia RGF se compune din urmatoarele sectiuni:

Evacuare gaze la facle

Recuperare gaze facla si statia de compresoare

Recuperare slops

Vaporizatorul de propan

Instalatia RGF este dimensionata pentru preluarea curenta a esaparilor de gaze,

iar in caz de emergenta, gazele ce depasesc capacitatea sistemului de recuperare sunt

dirijate spre faclele de emergenta (3 turnuri de tip facla cu înălţimea de 115 m, ghidate

de structuri metalice: facla de joasa presiune, facla de inalta presiune si facla Cracarii

Catalitice).

Faclele sunt echipamente de siguranta prin care se ard gazele de rafinarie care

nu pot recuperate in instalatia RGF. Faclele trebuie sa fie permanent pregatite sa arda

gazele in timpul situatiilor de avarii sau opriri accidentale ale instalatiilor, cand

instalatile trebuie golite rapid.





10. Fabrica de Hidrogen - capacitate 40,000 Nm3/an (2012)

Hidrogenul se obtine prin reactia de reformare cu abur a gazelor naturale.

Reactia de reformare este puternic endotermă, fiind favorizată termodinamic de

temperaturi înalte. Reactia are loc pe un catalizator din nichel în pat fix, formulat

special si amplasat în tuburi situate în zona de radiatie a reformerului.

Instalatia de producere a hidrogenului constă în:

Îndepărtarea mercurului din alimentare si combustibil;

Amestec materie prima / hidrogen;

Comprimare amestec materie prima/hidrogen;;

Îndepărtarea arsenicului si desulfurare;

Amestec alimentare / abur si reformare;

Conversie la temperatură înaltă;

Recuperarea căldurii din gazele de proces;

Răcirea finală a gazelor de proces;

Unitatea de purificare a hidrogenului (PSA Unit);

Comprimarea produsului;

Sistemul de combustie;

Sistemul de generare a aburului.

Numărul orelor de functionare pe an: 8650.

Intervalul de timp dintre două opriri planificate: 4 ani.

In Fabrica de H2, gazul natural este utilizat ca materie prima si combustibil.

Reactiile sint endoterme iar cantitatea de caldura necesara producerii lor se obtine prin

arderea de gaz natural in reformer. Prin arderea gazului natural se emite in atmosfera

CO2.

Sistemul de abur

In sistemul de recuperare al căldurii, aburul este generat prin recuperarea căldurii

din gazul de ardere si gazul de proces. Pentru generarea de abur, cazanul trebuie

alimentat cu apă de calitate corespunzătoare cerintelor procesului.

Sistemul de facla pentru Fabrica de Hidrogen

Reprezinta un sistem de directionare a gazelor de la fabrica de hidrogen in cazul

unei avarii sau a unei urgente cauzate de functionarea anormala a instalatiei, esaparile

supapelor de siguranta, gazele fiind preluate de sistemul de facla pentru a fi arse,

eliminandu-se astfel pericolul de explozie si poluarea aerului cu hidrocarburi si gaze

toxice.

Sistemul de facla pentru Fabrica de Hidrogen este compus din:





- un cos de facla echipat cu cap de facla;

- sisteme de conducte colectoare de la limita instalatiei pana la facla;

- conducta de constructie speciala la limita instalatiei unde se colecteaza picaturile;

- vas de inchidere hidraulica.

11. CX (Cocsare intarziata) - capacitate 1,170,000 tone/an (1985)

Instalatia foloseste ca materie prima reziduul de vid din DV si Motorina II de CC.

Procesul de cocsare presupune incalzirea materiei prime la temperatura de 4950C cand

are loc cracarea termica a materiei prime rezultand: o fractie de motorina grea care

merge la Hidrofinare distilat de vid, o fractie de motorina usoara care merge la

hidrofinare motorine, o fractie de benzina care merge la Hidrofinare benzina si cocsul

de petrol, care se comercializeaza ca atare. Temperatura necesara procesului este

realizata in cuptorul 180 H1, pe baza arderii gazelor combustibile din Rafinarie,

rezultind CO2 ce se emite in atmosfera.

12. CC (Cracare Catalitica) - capacitate 1,400,000 tone/an (1983)

Instalatia cuprinde doua sectii: reactie-regenerare catalizatori si concentrare-

fractionare gaze. Reactia de cracare se realizeaza in strat fluidizat, cu catalizator

zeolitic, cu activitate ridicata. Conversia marita permite obtinerea de benzine cu cifra

octanica ridicata si compusi C3-C4. Procesul de cracare catalitica se desfasoara la

temperaturi de 525 – 530OC. Incalzirea materiei prime pana la temperatura de reactie se

realizeaza in cuptorul 138 FH2, unde se ard gaze combustibile produse in Rafinarie. Ca

urmare a reactiilor secundare de cracare, o parte din materia prima se transforma in

cocs, care se depune pe catalizator. Cocsul depus este ars in regenerator, cu aer furnizat

de suflanta de aer, la temperatura de 700 – 7400C. Cocsul de pe catalizator este un

produs secundar indispensabil pentru functionarea instalatiei. Caldura rezultata prin

arderea cocsului in regenerator satisface necesarul de caldura pentru:

Incalzirea materiei prime pana la temperatura de reactie

Caldura de reactie a reactiilor de cracare ce au loc in reactor

Incalzirea aerului de combustie de pe refularea suflantei de aer pana la

temperatura din regenerator.

Compensarea tuturor pierderilor de caldura din proces.

Emisia de CO2 rezultata in urma arderii cocsului este denumita “emisie de proces”.

COBoiler este un cazan recuperator cu ardere suplimentara, care produce abur de 36

barg.





Gazele produse prin arderea cocsului depus pe catalizatorul de reactie din instalatia

CC au un potential termic ce este valorificat in cazanul recuperator. Acesta este

prevazut cu arzatoare suplimentare care functioneaza cu gaz combustibil de rafinarie.

In urma arderii gazelor combustibile rezulta CO2 ce se evacueaza in atmosfera.

13. MHC (2012)

Instalaţia Hidrocracare Blânda (Mild Hydrocracking – MHC) prelucrează un

amestec de motorine grele provenite din instalaţiile de distilare în vid şi cocsare. Ea are

ca scop obţinerea de motorina Diesel si de rezidiu hidrocracat, ce se va prelucra ulterior

în instalaţia de cracare catalitica.

Instalaţia poate funcţiona 8650 ore pe an în regim continuu de funcţionare, 3

schimburi pe zi, câte 8 ore pe schimb; capacitatea de proiect a instalaţiei este de 220

m3/h.

Instalatia MHC cuprinde urmatoarele sectii:

Sectia de reactie

Sectia de spalare si comprimare a gazelor

Sectia de stripare

Sectia de fractionare

Echipamente diverse

Arderea gazelor combustibile se face in cuptoarele 200-H1 (incalzirea amestecului

de motorina si hidrogen) si 220-H2 (incalzire amestec produs sectia fractionare).

14. DGRS (Desulfurare gaze Recuperare sulf) - (1982/ 2012)

Gazele cu hidrogen sulfurat rezultate in procesele tehnologice din Rafinarie sunt

dirijate in instalatia Desulfurare Gaze si Recuperare Sulf. Gazele sunt supuse

desulfurarii prin absorbtia hidrogenului sulfurat in solutie dietanolamina in sistem

regenerativ.

Recuperarea sulfului se realizeaza prin oxidarea hidrogenului sulfurat desorbit din

solutia de amina, in instalatia Recuperare Sulf. Gazele reziduale cu urme de hidrogen

sulfurat, rezultate din proces, sunt dirijate la incinerator unde, hidrogenul sulfurat este

transformat in bioxid de sulf. Temperatura necesara arderii este realizata pe baza arderii

gazelor combustibile din Rafinarie in incineratoare.

Instalatia SRU (Sulphur Recovery Unit - Recuperare Sulf), componenta a

Instalatiei de Desulfurare Gaze si Recuperare Sulf (DGRS), are ca scop:





- utilizarea tehnologiei CLAUS cu cresterea la 99.8% a gradului de recuperare a sulfului

din gazul brut de rafinariei, asigurand o scadere a continutului de H2S in gazele

desulfurate introduse in circuitul de gaze de combustie a rafinariei;

- utilizarea tehnologiei SCOT de tratare a gazelor reziduale in vederea incadrarii

emisiilor de SO2 in conformitate cu BAT/BREF.

- cresterea capacitatii de 32,000 tone sulf/ an la 77,000 tone sulf/ an.

Instalaţia este formată din cinci secţii principale şi anume:

Secţia Claus

Secţia SCOT (Shell Claus Off-gas Treatment)

Secţia de Regenerare Solvent (SWS)

Secţia de Incinerare

Secţia de Degazare sulf

În secţia Claus sulful elementar este recuperat din gazele cu sulf provenite de la

secţia de Amine, Regeneratorul SCOT şi Stripare ape acide.

Procesul din cadrul secţiei Claus constă dintr-o etapă termică, în care H2S este

parţial ars cu aer, urmată de o etapă catalitică desfăşurata in doua reactoare Claus in

serie.

15. Willacy - Instalatia de prelucrare namol din halda 3 - capacitate max

42,000 m3/an cu doua centrifuge in paralel. (2010)

Colectarea/ sortarea produsului din halda 3 si prelucrarea primara a namolului prin

centrifugare.

16. Brichetare cocs de petrol - capacitate max 320,000t brichete/an (2010)

Proces prin care se obtine un combustibil solid (brichete de cocs), cu o putere

calorifca mai mare de 6.000 Kcal/Kg, care are la baza cocsul de petrol.

17. Instalatia Azot-Oxigen, Aer comprimat

Unitatea AK (Azot – Kislarod) 1,5 (mărimea instalaţiei = 1500 Nm3/h - 1979), care

cuprinde 4 module identice, este destinată obţinerii din aer a azotului gazos cu

posibilitatea obţinerii concomitent a oxigenului gaz, oxigenului lichid sau a azotului

lichid.

Unitatea HPN (High Purity Nitrogen) pusa in functiune in 2011, unitatea produce

azot de inalta puritate (5 ppm O2 in azot), la un debit de 3000 Nmc/h, cu un randament

superior (42% azot din aer). Capacitatea instalaţiei este de 3000 Nmc/h.

18. Instalatie Epurare ape uzate

Epurarea apelor uzate implică următoarele faze:





tratament primar – mecano-chimic: deznisipare, separare de produse petroliere,

omogenizare, floculare-coagulare, corecţie pH;

tratament secundar – biologic: denitrificare, nitrificare, decantare secundară

tratament terţiar – biologic. Efluentul instalaţiei de epurare finală este trecut

printr-un iaz biologic, o porţiune plantată cu macrofite care realizează o epurare

terţiară naturală avansată înainte de revărsare în Marea Neagră, prin gârla Gura

Buhaz.

19. AFPE (Amestec Finisare Produse Expeditie)

Instalatia are rolul de a depozita produsele rezultate din procesele tehnologice ale

instalatiilor din rafinarie si de a le amesteca pentru a rezulta produse finite cu calitati

mai bune, conform tehnologiilor prescrise.

Tipuri de combustibili si materii prime a caror utilizare genereaza emisii de

gaze cu efect de sera

Bioxidul de carbon este emis in atmosfera ca urmare a activitatilor desfasurate pe

teritoriul Rompetrol Rafinare - punctul de lucru Petromidia. Functie de modul in care

sunt generate, emisiile de CO2 sunt:

E

misii de ardere – generate in urma reactiei exoterme a combustibilului cu

oxigenul. Combustibilul folosit este:

g

az combustibil (un amestec de gaze produse in rafinarie, desulfurate, si gaz

natural);

g

az natural;

E

misii de proces – rezultate in urma unor reactii chimice pentru obtinerea unui

produs. Este cazul obtinerii hidrogenului pentru care materia prima folosita este

gaz natural, iar din proces rezulta CO2 (Fabrica de Hidrogen) si a regenerarii

catalizatorului in instalatia de Cracare Catalitica - arderea cocsului de pe

catalizator.





Bilant energie termica/electrica la nivelul instalatiei

Rompetrol Rafinare - punct de lucru Petromidia, importa energie termica

masurabila de la o instalatie inclusa in ETS (SC Uzina Termoelectrica Midia SA).

Consumul de energie termica masurabila este masurat cu ajutorul unui contor fiscal

amplasat pe teritoriul instalatiei ETS. Datele sunt comunicate zilnic dispecerului de

productie, acesta introducandu-le in OLA (On Line Analysis).

Rompetrol Rafinare - punct de lucru Petromidia nu este producator de energie

electrica. Energia electrică este asigurată pe baza de contract de furnizare a energiei

electrice.

Consumul de energie electrică pentru anul 2011 a fost de 261,014 MWh iar

consumul de abur din surse externe 977.745 GJ.

Consumul specific de energie primară al rafinăriei este de 3.03 GJ/ tona de ţiţei

procesat. Adăugand la aceasta consumul de energie electrică şi aburul din exterior,

rezultă o valoare de referinţă pentru eficienţa energetică a rafinăriei de 3.93 GJ / tona de

ţiţei procesat.

Consumatorii majori de energie primară:

Distilare Atmosferica si in Vid - DAV 15 %

Cracare Catalitica (CO-Boiler) – CC 15.2 %

Reformare Catalitica - RC 10.5 %.

A.3.2. CATEGORIA ACTIVITĂŢII ŞI INSTALAŢIEI

Rafinarea uleiurilor minerale





A.3.3. CATEGORIA DE ACTIVITATE/ACTIVITĂŢI DIN ANEXA NR. 1 LA PROCEDURĂ

A.3.4. Combustibili/Materii prime a căror utilizare generează emisii de gaze cu

efect de seră, pentru fiecare tip de activitate din anexa nr. 1 la procedură

Categoria de activitate din anexa nr.

1 la procedură desfăşurată în

instalaţie

Tipul

combustibilului/materiei

prime

Procesul care

generează emisii

de gaze cu efect

de seră

Gazul cu efect

de seră

generat

Rafinarea uleiurilor minerale Gaz natural

Arderea

combustibililor

CO2

Gaz combustibil de

rafinarie

Arderea

combustibililor

CO2

1 Se va completa după caz, în tone de produs sau în MW, dacă activitatea defăşurată este cea de ardere a combustibililor în

instalaţii cu putere termică nominală totală de peste 20 MW (cu excepţia instalaţiilor pentru incinerarea deşeurilor

periculoase sau municipale). 2 Perioada de funcţionare se referă la numărul de zile de funcţionare a instalaţiei într-un an, excluzând perioadele de

revizie tehnică.

11 Se completează cu referinţa din schema fluxului tehnologic a activităţilor desfăşurate în instalaţie.

Categoria de

activitate din anexa

nr. 1 la procedură

desfăşurată în

instalaţie

Capacitatea

proiectată a

instalaţiei

(tone/zi)

UM1

Perioada de

funcţionare2

Tipul de

produs

Punct de

descărca

re a

emisiilor

Referinţa

pentru

punctul de

descărcare

a

emisiilor3

Rafinarea uleiurilor

minerale 13,430 Tone 365 zile*

fractii

petroliere

Coş nr.

1-27 C1-C27





Gaz natural - materie

prima

Productia de

Hidrogen

CO2

Cocs depus pe catalizator Regenerarea

catalizatorului de

la Cracare

Catalitica

CO2

A.4. CERINŢE LEGALE PRIVIND OBLIGAŢIILE OPERATORULUI

A.4.1. Cerinţe privind monitorizarea emisiilor de gaze cu efect de seră

Monitorizarea emisiilor de gaze cu efect de seră de către operator, inclusiv

metodologia şi frecvenţa de monitorizare, se realizează de către operator cu respectarea

planului de monitorizare şi raportare a emisiilor de gaze cu efect de seră aprobat de

către Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului şi ataşat la prezenta autorizaţie.

A.4.2. Cerinţe privind raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră

Raportul de monitorizare a emisiilor de gaze cu efect de seră se întocmeşte de către

operator pe baza planului de monitorizare şi raportare a emisiilor de gaze cu efect de

seră şi a metodologiei de monitorizare aprobate de Agenţia Naţională pentru Protecţia

Mediului, cu respectarea cerinţelor din Regulamentul (UE) nr. 601/2012 privind

monitorizarea şi raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră în conformitate cu

Directiva 2003/87/CE.

În primul trimestru al fiecărui an consecutiv anului pentru care s-a realizat

monitorizarea emisiilor de gaze cu efect de seră, operatorul are obligaţia să depună la

Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului raportul de monitorizare privind emisiile

de gaze cu efect de seră generate în anul precedent, verificat de către un verificator

acreditat conform prevederilor legale în vigoare în domeniul schemei de comercializare

a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră pentru perioada 2013-2020.

În cazul în care, până la data de 31 martie a fiecărui an din perioadă, raportul de

monitorizare privind emisiile de gaze cu efect de seră din anul precedent nu este

declarat satisfăcător, potrivit criteriilor din Directiva 2003/87/CE, cu modificările şi

completările ulterioare, operatorul nu poate transfera certificatele de emisii de gaze cu

efect de seră, ca urmare a suspendării accesului operatorului la cont. Ridicarea

suspendării accesului la cont se face la data la care raportul de monitorizare privind

emisiile de gaze cu efect de seră este declarat satisfăcător şi predat la autoritatea

competentă pentru protecţia mediului.

A.4.3. Cerinţe privind restituirea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră

Operatorul are obligaţia de a restitui, până cel mai târziu la data de 30 aprilie a fiecărui

an, un număr de certificate de emisii de gaze cu efect de seră egal cu numărul total de





emisii de gaze cu efect de seră provenite de la instalaţia respectivă în anul calendaristic

anterior, prezentate în raportul anual de monitorizare a emisiilor de gaze cu efect de

seră verificat de un verificator acreditat, conform prevederilor legale în vigoare în

domeniul schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră

pentru perioada 2013-2020.

A.4.4. Cerinţe privind informarea autorităţii competente pentru protecţia mediului

asupra modificărilor la nivelul instalaţiei

Operatorul are obligaţia să informeze în scris autoritatea competentă pentru protecţia

mediului cu privire la orice modificări planificate la nivelul instalaţiei, care pot

determina revizuirea planului de monitorizare şi raportare a emisiilor de gaze cu efect

de seră şi a autorizaţiei privind emisiile de gaze cu efect de seră.

Preşedinte,

Mihail FÂCĂ

Director,

Hortenzia DUMITRIU

Şef serviciu,

Nicoleta ROȘU

Întocmit,

Marius FLORESCU


autorizaţie nr. 75/28.01.2013

Documents

Transcript of autorizaţie nr. 75/28.01.2013